Буровые промывочные и тампонажные растворы

/

/

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы»

Выполнил:

Нуркаева Э.В.

Проверил:

Конесев Г. В.

УФА-2009

Содержание Введение

1. Исходные данные для выполнения курсового проекта

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин

1.2 Данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов

1.3 Давление и температура по разрезу скважины

1.4 Виды, интервалы и характеристика осложнений, затраты времени и средств на борьбу с ними

1.5 Конструкция скважины

1.6 Вид, состав и свойства буровых промывочных жидкостей по интервалам бурения

1.7 Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурения

1.8 Применяемое оборудование в циркуляционной системе

1.9 Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные)

2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин

2.1 Анализ используемых в УБР буровых растворов

2.2 Требования к буровым промывочным растворам

2.3 Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения

2.4 Обоснование параметров буровых растворов

2.5 Обоснование рецептур буровых растворов

3. Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения

4. Приготовление буровых растворов

4.1 Технология приготовления бурового раствора

4.2 Выбор оборудования для приготовления растворов

5. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

5.1 Контроль параметров буровых растворов

5.2 Технология и средства очистки буровых растворов

5.3 Управление функциональными свойствами буровых растворов

6. Мероприятия по санитарно-экологической безопасности применения буровых растворов

6.1 Охрана окружающей среды и недр

6.2 Охрана труда Список используемой литературы

Введение

Где бы не происходило бурение скважин, везде необходимо соблюдать основные требования по проводке ствола скважины. Желаемое условие бурения — это бурение с постоянной депрессией на пласт. Даже, когда процесс бурения приостановлен, необходимо соблюдать это условие. Основополагающей причиной данного явления служит буровой раствор, качественно приготовленный и подобранный для конкретных условий.

Целью данного курсового проекта является проектирование рецептур буровых растворов по интервалам бурения для Чекмагушевского месторождения. А также определение потребного количества химреагентов по интервалам бурения. Кроме того, необходимо усвоить управление свойствами буровых растворов в процессе бурения.

Качественно приготовленный и хорошо подобранный растворэто пятьдесят процентов успешного бурения без осложнений и аварий.

скважина флюид раствор бурение

1. Исходные данные для выполнения курсового проекта

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин

Таблица 1. Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Коэффициент кавернозности под: Направление -1,21 кондуктор 1,21 эксплуатационную колонну -1,21.

Примечание: 1890 в числителе глубина по вертикали 1949 в знаменателе глубина по стволу.

Таблица 2. Литологическая характеристика разреза скважины

1.2 Данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов

Таблица 3. Нефтеносность

Таблица 4. Газоносность

Таблица 5. Водоносность

Примечание: Согласно «Проекта разработки Чекмагушевского нефтяного месторождения» граница пресноводного комплекса на глубине 80 м.

1.3 Давление и температура по разрезу скважины Таблица 6. (в графах 6, 9, 12, 15, 17 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: ПРГ — прогноз, РФЗ — расчет по фактическим замерам в скважинах)

1.4 Виды, интервалы и характеристика осложнений, затраты времени и средств на борьбу с ними Таблица 7. Поглощение бурового раствора

Таблица 8. Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 9. Нефтегазоводопроявления

Таблица 10. Прихватоопасные зоны

1.5 Конструкция скважины

Чекмагушевское нефтяное месторождение расположено в Чекмагушевском районе Республики Башкортостан, отнесенного к зоне континентального климата. Горно-геологический разрез представлен породами четвертичного и палеозойского возрастов. Разрез включает в себя суглинки, супеси, глины, пески, аргиллиты, песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, ангидриты, гипсы, мергели. Основными осложнениями при бурении скважин являются: обвалы и размывы горных пород четвертичных, уфимских, верейских отложений, отложений терригенной толщи нижнего карбона и девона. Поглощения промывочной жидкости возможны при проходке четвертичных, уфимских и серпуховских отложений. Водопроявления возможны при бурении четвертичных, уфимских, верейских и серпуховских отложений. Нефтепроявления ожидаются при проходке карбонатов турнейского яруса, песчаников терригенных толщ нижнего карбона и девона. Данным проектом планируется вскрытие отложений терригенной толщи девона, с последующим испытанием.

С целью обеспечения надежности бурения, уменьшения или полного исключения риска возникновения аварийных ситуаций и осложнений при бурении скважин запроектирована конструкция скважин, при этом назначение обсадных колонн следующее:

— направление 323,9 мм — 50 м — изолирует пресноводный комплекс, перекрывает поглощающий горизонт, закрепляет зоны обвалов и осыпей и предупреждает прихват бурильной колонны;

— кондуктор 244,5 мм — 270 м — перекрывает гипсы кунгурского яруса, изолирует пресноводный комплекс в интервале 50−80 м, перекрывает поглощающий горизонт, закрепляет обваливающиеся породы и предупреждает прихват бурильной колонны в интервале 50−150 м. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных превентора ПП-230×35). Глубина установки башмака кондуктора рассчитана из условия предупреждения гидроразрыва при ликвидации нефтепроявлений;

— эксплуатационная колонна 146,1 мм - 1949 м — спускается для разобщения продуктивного горизонта от всех остальных пород и проведения испытания эксплуатационного объекта, служит основанием для монтажа устьевой арматуры и предназначена для выполнения геолого-технических задач, возложенных на скважины. Перед перфорацией на эксплуатационную колонну устанавливается один малогабаритный плашечный превентор ПТМ-156×21. До начала работ по вызову притока устье скважины оборудуют устьевой арматурой АУШГН-146×14. Перед свабированием на колонну устанавливается один малогабаритный плашечный превентор ППР-60×7.

Следовательно, проектная конструкция скважин полностью соответствует горно-геологическим условиям бурения и обеспечивает надежность процесса строительства на всех этапах.

1.6 Вид, состав и свойства буровых промывочных жидкостей по интервалам бурения Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениями, забойной температурой.

а) При бурении под направление и кондуктор (интервалы 0−50 м, 50−270 м) применяется глинистый раствор, приготовленный из куганакского глинопорошка, обработанный кальцинированной содой в массовых долях 0,3% (3 кг на 1 м³ раствора) и КМЦ-700 в массовых долях 0,5% (5 кг на 1 м³ раствора).

Параметры раствора: плотность 1,14 г/см³, условная вязкость 30−36 с, показатель фильтрации? 15 см³/ 30 мин.

б) Бурение под эксплуатационную колонну (270−1949 м).

Бурение в интервале 270−1300 м ведется на технической воде, обработанной смазочной добавкой ФК-2000 в массовых долях 0,5% (5 кг на 1 м³ раствора).

В интервале 1300-1822 м бурение производится с промывкой полигликолевым ингибированным буровым раствором (ПИБР).

Содержание реагентов в растворе следующее (в массовых долях):

Кальцинированная сода 0,6% (6 кг на 1 м³ раствора);

Celpol SL 0,4% (4 кг на 1 м³ раствора);

Гликойл 3% (30 кг на 1 м³ раствора);

KCl 5% (50 кг на 1 м³ раствора);

ФК-2000 0,75% (7,5 кг на 1 м³ раствора);

ФХЛС-МН 0,75% (7,5 кг на 1 м³ раствора);

ПЭС-1 0,1% (1 кг на 1 м³ раствора).

Технология приготовления глинистого полигликолевого бурового раствора заключается в следующем. В глинистый раствор, приготовленный из куганакского глинопорошка исходной плотностью 1,12 г/см³, обработанный кальцинированной содой, последовательно вводят Celpol SL, хлористый калий, смазочную добавку ФК-2000 и гидрофобизирующую добавку Гликойл. При необходимости для снижения вязкости предусмотреть обработку ФХЛС-МН, а для предотвращения пенообразования — обработку реагентом ПЭС-1.

Параметры раствора: плотность 1,12 г/см³, условная вязкость 30−35 с, показатель фильтрации 4−5 см³ за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 7−11 и 21−26 дПа, рН =8−9, пластическая вязкость 20−25 мПас, динамическое напряжение сдвига 11−16 дПа, липкость глинистой корки 3,5−4,5 град.

При бурении в интервале 1822-1949 м применяется буровой раствор из предыдущего интервала, который утяжеляют карбонатным утяжелителем до плотности 1,25 г/см³.

Параметры раствора: плотность 1,25 г/см³, условная вязкость 35−40 с, показатель фильтрации 5−6 см³ за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6−10 и 20−25 дПа, рН =8−9, пластическая вязкость 20−25 мПас, динамическое напряжение сдвига 10−15 дПа, липкость глинистой корки 3,5−4,5 град.

1.7 Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурения

Таблица 11. Типы и параметры буровых растворов

Примечания: 1. Основным руководящим документом при выборе рецептур и нормировании показателей является «Регламент буровых растворов при бурении наклонно-направленных эксплуатационных скважин на Чекмагушевском нефтяном месторождении. ООО «ИПЦ ИНТЕХ», 2006 г.

1.8 Применяемое оборудование в циркуляционной системе

Таблица 12. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Примечание. Приемные емкости оборудованы автоматической сигнализацией уровня жидкости.

1.9 Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные)

Таблица 13. Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления

2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин

2.1 Анализ используемых в УБР буровых растворов

С точки зрения бурового предприятия данная гамма буровых растворов подобрана вполне правильно и целесообразно. При проводке основного ствола скважины используется глинистый раствор. Он удовлетворяет общепринятым требованиям при бурении: обеспечивает необходимую репрессию на пласт, поддерживает гидростатическое давление в скважине, очищает забой от шлама и т. д. Основой в глинистом растворе является куганакский глинопорошок. Он применяется для структурообразования и увеличения плотности промывочной жидкости. Кальцинированная сода Na₂CO₃. - порошок марки Б или I-III сортов (при изготовлении из нефилинового сырья). Добавляется в промывочную жидкость в сухом или в виде водного раствора 5−10%-ой концентрации. Сильная щелочь применяется при модификации глинопорошков и утяжелителя. Поставка в мешках массой 40−50 кг. Гарантийный срок годности 3−6 месяцев (зависит от завода-изготовителя). Вводится для повышения устойчивости стенок скважины и связи ионов Са и Мg в процессе бурения.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марок КМЦ-700, Tylose. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремового цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде. Производится в соответствии с ТУ 6−55−40−90, поставляется в бумажных мешках массой по 20 кг. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов (для снижения водоотдачи и статического напряжения сдвига промывочной жидкости).

Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки. Глиномешалка МГ-4 заполняется на 2/3 водой, загружается расчетное количество реагента, перемешивается до получения равномерной консистенции и доливается водой до полного объема. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета не более 200 кг на глиномешалку. В раствор через смесительную камеру рекомендуется добавлять медленно со скоростью от 10 до 20 минут на мешок.

ФК-2000 — смазочная добавка вводится с целью снижения коэффициента трения и улучшения смазочных и противоприхватных свойств технической воды.

Полигликолевый ингибированный буровой раствор (ПИБР) — для вскрытия продуктивного пласта. Его готовят на основе суспензии куганакского глинопорошка. Основным компонентом является полигликоль, придающий глинистому раствору высокие стабилизирующие смазочные, ингибирующие, поверхностно-активные и гидрофобизирующие свойства.

Хлористый калий — предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различного состава. Вводится для усиления ингибирующих свойств.

ФХЛС-МН — вводится при необходимости снижения структурно-реологических свойств (условной вязкости, статического напряжения сдвига), разжижения раствора (понизитель вязкости).

ПЭС-1 — применяется для предотвращения пенообразования.

Карбонатный утяжелитель — для повышения плотности раствора до значений, соответствующих требованиям ГТН.

В связи с высокой механической скоростью при бурении под кондуктор, интенсивным кавернообразованием, фильтрационными процессами могут возникнуть затруднения в обеспечении восполнения объема расходуемого бурового раствора. Поэтому рекомендуется заранее приготовить буровой раствор в запасных емкостях в необходимом для обеспечения непрерывности углубления скважины количестве.

2.2 Требования к буровым промывочным растворам

В процессе проводки скважины раствор должен выполниять следующие основные функции:

— очищать скважину от частиц выбуренной породы;

— удерживать частички шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции;

— охлаждать долото и облегчать разрушение горной породы в призабойной зоне;

— оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважин для предупреждения их разрушения;

— передавать энергию забойным двигателям;

— обеспечивать сохранение естественной проницаемости пласта.

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условий обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическми свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениеми, забойной температурой.

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасные с точки зрения охраны окружающей природной среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания глинистой коллоидной фракции.

2.3 Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины.

В качестве бурового раствора при бурении под направление и кондуктор (интервалы 0−50 м, 50−270 м) предусматривается использовать стандартный глинистый раствор, приготовленный из куганакской глины, маломинерализованной технической воды, кальцинированная соды и КМЦ-700. Поскольку большинство реагентов эффективно работают в щелочной среде, для увеличения рН до 8−9 и более, в буровой раствор следует добавлять кальцинированную соду Na₂CO₃.

Высоковязкая полианионная целлюлоза КМЦ-700 идеально подходит для снижения водоотдачи и увеличений вязкости глинистых растворов (обладает загущающим действием).

Данный тип вполне приемлем для бурения данной площади. Если в процессе бурения корректно регулировать свойства (плотность 1,14 г/см³, условная вязкость 30−36 с, показатель фильтрации? 15 см³/ 30 мин) бурового раствора, то можно бурить до глубины 270 м.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 270−1300м, следует перейти на техническую воду, обработанную ФК-2000. Вода имеет ряд преимуществ перед другими буровыми растворами (неглубокие скважины до 1700 м с устойчивыми неглинистыми породами): улучшение буримости вследствие повышения эффективности работы долота и турбобура, исключение трудоемких вспомогательных работ по приготовлению и обработке растворов (не требуется буровой раствор с повышенной плотностью, регулируемой водоотдачей).

В интервале 1300−1822м необходимо перейти с бурения водой на глинистый полигликолевый ингибированный раствор для изменения свойств бурового раствора до (плотность 1,12 0.02 г/см^3, условная вязкость 30−35 с, показатель фильтрации 4−5 см³ за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6−10 и 20−25 дПа, рН =8−9, пластическая вязкость 20−25 мПас, динамическое напряжение сдвига 10−15 дПа, липкость глинистой корки 3,5−4,5 град). Вязкость и структурно — механические свойства раствора регулируют добавлением куганакской глины (придание раствору тиксотропных свойств, формирование фильтрационной корки), воды, а водоотдачу раствора добавлением водного раствора высоковязкой полианионной целлюлозы марки Celpol SL.(для стабилизации и снижения показателя фильтрации раствора). Снижение жесткости и повышение Рн водной фазы обеспечивает карбонат калия или гидроокись калия. Полигликоль — в качестве смазочной и ингибирующей добавки.

При бурении 1822−1949м следует довести свойства бурового раствора из предыдущего интервала бурения до (плотность 1,25 г/см³, условная вязкость 35−40 с, показатель фильтрации 5−6 см³ за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6−10 и 20−25 дПа, рН =8−9, пластическая вязкость 20−25 мПас, динамическое напряжение сдвига 10−15 дПа, липкость глинистой корки 3,5−4,5 град.), утяжелив карбонатным утяжелителем до плотности 1,25 г/см³.

Данные растворы грамотно подобраны и оправдывают себя, так как затраты на химреагенты минимальны, не нужны дополнительные емкости. (исходный раствор — основа, при бурении нижележащих интервалов добавляются только различные присадки).

2.4 Обоснование параметров буровых растворов

В связи с опасностью проявлений строго нормируется плотность раствора; остальные параметры проектируются, исходя из имеющихся научных знаний и опыта промыслового бурения. Интервалы совместимы по условиям бурения.

Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.

где h — глубина залегания кровли пласта, м

к — коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.

к = 1,1ч1,15, при h < 1200 м к = 1,05ч1,07, при 1200 < h < 2500 м Бурение под кондуктор:

г/см³.

Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора: =1.12 г/см^3.